Osavuosikatsaus Tammi kesäkuu 2011 19.7.2011 Fortum Oyj Kotipaikka Espoo Y-tunnus 1463611-4
Osavuosikatsaus tammi kesäkuu 2011 19.7.2011 klo 9.00 Hyvä tuloskehitys jatkui Vertailukelpoinen liikevoitto 997 (990) miljoonaa euroa, +1 % Osakekohtainen tulos 1,29 (0,93) euroa, +39 % Vahva taloudellinen asema Venäjän investointiohjelma eteni suunnitellusti; toisen uuden yksikön kaupallinen käyttö alkoi Tunnuslukuja II/11 II/10 I-II11 I-II/10 2010 Viimeiset 12 kk (LTM) Liikevaihto, milj. euroa 1 316 1 295 3 350 3 242 6 296 6 404 Liikevoitto, milj. euroa 609 351 1 509 1 075 1 708 2 142 Vertailukelpoinen liikevoitto, milj. euroa 348 339 997 990 1 833 1 840 Tulos ennen veroja, milj. euroa 552 332 1 456 1 045 1 615 2 026 Tulos/osake, euroa 0,53 0,30 1,29 0,93 1,46 1,83 Liiketoiminnan kassavirta, milj. euroa 410 422 864 943 1 437 1 358 Oma pääoma/osake, euroa 9,93 9,19 9,24 Korollinen nettovelka (kauden lopussa), milj. euroa 6,783 6,506 6 826 Osakkeiden määrä keskimäärin, tuhatta 888 367 888 367 888 367 Tunnuslukuja 2010 LTM Sijoitetun pääoman tuotto, % 11,6 13,8 Oman pääoman tuotto, % 15,7 19,1 Nettovelka/käyttökate (EBITDA) 3,0 2,5 Fortumin toimitusjohtaja Tapio Kuula vuoden 2011 toisesta neljänneksestä: Vuoden 2011 toisen neljänneksen tulos oli odotustemme mukainen ja taloudellinen asemamme säilyi vakaana. Sekä liikevaihto että vertailukelpoinen liikevoitto kasvoivat vuodentakaiseen verrattuna. Sähkönkulutus väheni Pohjoismaissa hieman, kun taas Venäjällä sähkönkysyntä kasvoi vähän vuoden 2011 toisella neljänneksellä vuoden 2010 vastaavaan jaksoon verrattuna. Maailmantalouden tila ja Euroopan energiapolitiittinen asenneympäristö ovat herättäneet epävarmuutta markkinoilla. Japanin Fukushiman onnettomuuden jälkeen on ymmärrettävää, että eri puolilla maailmaa lisääntynyt huoli ydinvoiman turvallisuudesta vaikuttaa ydinvoimainvestointeihin ja niiden ajoitukseen. Fortum pitää erittäin tärkeänä, että ydinvoimalla on laaja poliittinen ja yhteiskunnallinen hyväksyntä. Ydinvoimaloiden turvallisuuden arviointi ja avoin keskustelu riskeistä ovat välttämättömiä alaan kohdistuvan yleisen luottamuksen palauttamiseksi. 2 (49)
Saksa ilmoitti toukokuussa aiemmasta linjastaan poiketen luopuvansa ydinvoimasta vuoteen 2022 mennessä. Päätös tehtiin Fukushiman onnettomuuden seurauksena, ja ydinvoima on tarkoitus korvata uusiutuvilla energianlähteillä. Ydinvoimasta luopuminen vuosikymmenen aikana on haaste ja saattaa vaikuttaa alaan koko Euroopassa. Suomen uusi hallitus julkisti ohjelmansa kesäkuussa. Seuraavan nelivuotiskauden uudessa ohjelmassa todetaan, että hallitus ei tee uusia periaatepäätöksiä ydinvoimasta. Lisäksi hallitus esittää mahdollisen windfall-veron ja uraaniveron käyttöönoton selvittämistä. Hallitus aikoo myös arvioida uusiutuvan energian tukimalleja. Emme kuitenkaan saa unohtaa sitä, että ilmastonmuutos on nyt ja tulevaisuudessakin vakava maailmanlaajuinen haaste, johon tarvitsemme ratkaisuja. Vastakkain ovat toisaalta päästöjen hillitseminen ja luonnonvarojen niukkuus ja toisaalta väestön- ja talouskasvun vauhdittama energiankulutuksen lisääntyminen. Energiankulutusta on tehostettava samalla, kun yhä useampi ihminen saatetaan sähkön ja modernien energiajärjestelmien piiriin. Toisaalta energiatehokkuuden myötä sähkön rooli korostuu, mikä tarjoaa Fortumille liiketoimintamahdollisuuksia. Investoinnit sähkön ja lämmön tuotantoon ovat hyvin pääomavaltaisia siksi Fortum painottaa ennakoitavan ja johdonmukaisen energiapolitiikan ja toimintaympäristön tärkeyttä. Valmistaudumme kasvuun strategiaamme nojautuen. Prioriteettinamme on ylläpitää vahvaa tasetta, jonka avulla voimme joustavasti tarttua kasvumahdollisuuksiin myös pitkällä aikavälillä. Keskeinen osa ydinosaamistamme on päästöttömän vesivoiman tuotanto, jolla on tärkeä asema strategiassamme myös tulevaisuudessa. Vesivoimaa tarvitaan tasapainottamaan tuotantoa ja kulutusta, kun sähköä tuotetaan vähitellen yhä enemmän muun muassa tuuli- ja aurinkovoimalla. Vesi- ja ydinvoiman lisäksi strategiamme perustuu syvälliseen asiantuntemukseemme sähkön ja lämmön yhteistuotannossa (CHP), jossa käytetään joustavasti eri polttoaineita. CHP-tuotantoon perustuva kaukolämpö ja -kylmä sekä älykkäisiin sähköverkkoihin liittyvät ratkaisut tukevat kestävän ja modernin kaupunkirakenteen kehittämistä. Lisäämme edelleen paikallisten biopolttoaineiden sekä jätteiden hyödyntämistä tuotannossa, ja tavoitteenamme on vähentää hiilidioksidipäästöjä ja tehostaa resurssien käyttöä. Pohjoismaisen ydinliiketoimintamme ohella Venäjän toimintomme kasvavat jatkuvasti. Venäjä on Fortumin nykyisellä markkina-alueella nopeimmin kasvava kansantalous, ja Fortum on sitoutunut toteuttamaan maassa mittavan investointiohjelman. Venäjälle rakennettavat uudet yksiköt perustuvat energiatehokkaisiin teknisiin ratkaisuihin, jotka säästävät polttoainetta ja tarjoavat selviä ympäristöhyötyjä. Olemme ottaneet Venäjällä käyttöön jo kaksi uutta yksikköä ja viimeistelemme parhaillaan kolmannen uuden yksikön käyttöönottoa. Kaksi uutta yksikköä ovat jo vaikuttaneet positiivisesti tulokseen. Uusien yksiköiden käyttöönotto pienentää Fortumin riskiä saada mahdollisista viivästymisistä aiheutuvia sakkomaksuja ja sen vuoksi olemme voineet purkaa näitä kahta yksikköä koskevat varaukset, jotka on tehty yritysoston aikaan. Taloudelliset tulokset Huhti kesäkuu Konsernin liikevaihto oli huhti kesäkuussa 1 316 (1 295) miljoonaa euroa. Konsernin liikevoitto oli yhteensä 609 (351) miljoonaa euroa. Fortumin vuoden 2011 toisen neljänneksen raportoituun liikevoittoon vaikutti 76 (-15) miljoonalla eurolla pääasiassa sähköntuotantoa suojaavien johdannaisten IFRS:n (IAS 39) mukainen kirjanpitokäytäntö. Kirjanpitokäytäntö ei kuitenkaan vaikuttanut vertailukelpoiseen liikevoittoon, joka oli yhteensä 348 (339) miljoonaa euroa. Kertaluonteiset erät, käypään arvoon arvostamisen vaikutukset ja ydinjätehuoltorahastoon liittyvä oikaisu olivat vuoden 2011 toisella neljänneksellä 261 (12) miljoonaa euroa. Tästä 192 miljoonaa euroa liittyy Fingrid Oyj:n osakkeiden myynnistä saatuun voittoon. Osuus osakkuus- ja yhteisyritysten tuloksesta oli toisella neljänneksellä 15 (15) miljoonaa euroa, josta Hafslund ASA:n osuus oli -11 (12) miljoonaa euroa ja TGC-1:n osuus 30 (9) miljoonaa euroa. Osuus TGC-1:n voitoista perustuu yhtiön julkaistuun, IFRS-standardien mukaiseen ensimmäisen 3 (49)
neljänneksen osavuosikatsaukseen. Osuus Hafslund ASA:n tuloksesta perustuu yhtiön ensimmäisen neljänneksen osavuosikatsaukseen, ja se sisältää 20 miljoonan euron alaskirjauksen Hafslund ASA:n omistamien Renewable Corporationin (REC) osakkeista. Alaskirjaus perustuu RECin osakkeen arvoon 30.6.2011 (ks. myös liite 14). Fortumin toisen neljänneksen tulos ei sisällä Hafslundin toisen neljänneksen tulosvaikutusta, REC poislukien, sillä tulososuus perustuu edellisen neljänneksen tietoon. Liikevaihto divisioonittain Milj. euroa II/11 II/10 I-II/11 I-II/10 2010 LTM Power 574 597 1 267 1 366 2 702 2 603 Heat 322 301 1 047 952 1 770 1 865 Russia 195 169 490 413 804 881 Distribution* 215 200 526 480 963 1 009 Electricity Sales* 183 327 556 964 1 798 1 390 Muut 19 16 49 21 51 79 Nord Poolissa tehtyjen ostojen ja myyntien netotus -150-261 -516-944 -1 736-1 308 Eliminoinnit -42-54 -69-10 -56-115 Yhteensä 1 316 1 295 3 350 3 242 6 296 6 404 * Osa Electricity Solutions and Distribution -divisioonaa Vertailukelpoinen liikevoitto divisioonittain Milj. euroa II/11 II/10 I-II/11 I-II/10 2010 LTM Power 257 271 582 695 1 298 1 185 Heat 25 33 196 165 275 306 Russia 21-9 55 7 8 56 Distribution* 60 53 184 155 307 336 Electricity Sales* 10 10 21-3 11 35 Muut -25-19 -41-29 -66-78 Yhteensä 348 339 997 990 1 833 1 840 * Osa Electricity Solutions and Distribution -divisioonaa Liikevoitto divisioonittain Milj. euroa II/11 II/10 I-II/11 I-II/10 2010 LTM Power 271 280 760 747 1 132 1 145 Heat 25 35 290 194 303 399 Russia 21-9 55 23 53 85 Distribution* 252 53 377 166 321 532 Electricity Sales* 23 23 3-6 46 55 Muut 17-31 24-49 -147-74 Yhteensä 609 351 1 509 1 075 1 708 2 142 * Osa Electricity Solutions and Distribution -divisioonaa Tammi kesäkuu Konsernin liikevaihto oli tammi kesäkuussa 3 350 (3 242) miljoonaa euroa. Konsernin liikevoitto oli yhteensä 1 509 (1 075) miljoonaa euroa. Fortumin asianomaisen kauden raportoitua liikevoittoa lisäsi 249 (21) miljoonalla eurolla pääasiassa sähköntuotantoa suojaavien johdannaisten IFRS:n (IAS 39) mukainen kirjanpitokäytäntö. Kirjanpitokäytäntö ei kuitenkaan vaikuttanut vertailukelpoiseen liikevoittoon, joka oli yhteensä 997 (990) miljoonaa euroa. Kertaluonteiset erät, käypään arvoon arvostamisen vaikutukset ja ydinjätehuoltorahastoon liittyvä oikaisu olivat vuoden 2011 tammi kesäkuussa 512 (85) miljoonaa euroa. Tästä summasta kertaluonteiset erät olivat 275 (50) miljoonaa euroa. Ne liittyvät pääosin Tukholman ulkopuolisten kaukolämpötoimintojen ja lämmöntuotantolaitosten sekä Fingrid Oyj:n osakkeiden myyntiin. 4 (49)
Ruotsin kruunun keskikurssi oli vuoden 2011 kahdella ensimmäisellä neljänneksellä keskimäärin 9 % vahvempi euroon nähden kuin vastaavalla jaksolla vuonna 2010. Kruunun ja euron vaihtokurssi ja sähkön euromääräinen myynti lisäsivät Power-divisioonan kustannuksia. Vahva Ruotsin kruunu vaikutti myös negatiivisesti kassavirtaan. Osuus osakkuus- ja yhteisyritysten voitoista oli 74 (31) miljoonaa euroa. Kasvu viime vuoteen verrattuna johtui ennen kaikkea Hafslund ASA:n ja TGC-1:n osuuksien myönteisestä kehityksestä. Konsernin nettorahoituskulut kasvoivat 127 (61) miljoonaan euroon. Suuremmat kulut johtuivat kasvaneista korkokustannuksista ja rahoitusinstrumenttien käyvän arvon muutoksesta, joka oli -3 (19) miljoonaa euroa. Tulos ennen veroja oli 1 456 (1 045) miljoonaa euroa. Kauden verot olivat yhteensä 232 (191) miljoonaa euroa. Tuloslaskelman mukainen veroprosentti oli 15,9 (18,3). Kauden tulos oli 1 224 (854) miljoonaa euroa. Fortumin osakekohtainen tulos oli 1,29 euroa (0,93). Sähköjohdannaisten kirjanpitokäytännöstä aiheutunut vaikutus osakekohtaiseen tulokseen oli 0,21 euroa (0,02). Vähemmistöosuus oli 74 (32) miljoonaa euroa. Se liittyy pääosin Fortum Värme Holding AB:hen, josta Tukholman kaupunki omistaa 50 %. Osuuden kasvu vuoden 2011 ensimmäisellä puoliskolla vuoden 2010 vastaavaan jaksoon verrattuna johtuu lähinnä Fortum Värmen Tukholman ulkopuolisten lämpöliiketoimintojen myynnistä realisoituneesta voitosta, josta vähemmistöosuus oli 30 miljoonaa euroa. Liiketoiminnan kassavirta oli yhteensä 864 (943) miljoonaa euroa. Siihen vaikuttivat realisoituneet valuuttakurssivoitot ja -tappiot, jotka olivat -251 (-227) miljoonaa euroa vuoden 2011 tammi kesäkuussa. Negatiivinen valuuttakurssivaikutus syntyi ensimmäisellä neljänneksellä. Valuuttakurssivoitot ja -tappiot liittyvät Fortumin ruotsalaisten tytäryhtiöiden lainojen suojausten jatkamiseen. Fortumin taloudelliset tunnusluvut viimeisten 12 kuukauden osalta olivat: sijoitetun pääoman tuotto 13,8 % (11,6 %), oman pääoman tuotto 19,1 % (15,7 % vuoden 2010 lopussa) ja nettovelan ja käyttökatteen suhde (EBITDA) 2,5 (3,0 vuoden 2010 lopussa). Vertailukelpoinen EBITDA edellisiltä 12 kuukaudelta oli 2,8. Markkinatilanne Pohjoismaat Toisen neljänneksen alussa vesivarannot olivat ennätysmäisen alhaalla, mikä johti lähes jatkuvaan sähköntuontiin Manner-Euroopasta. Sähkönhinnat olivat sen vuoksi Pohjoismaissa huomattavasti korkeammat kuin Manner-Euroopassa. Neljänneksen lopussa vesivarannot kuitenkin kasvoivat suuren sademäärän seurauksena. Lämpötilat olivat kauden aikana lähes keskimääräisiä. Alustavien tilastotietojen mukaan Pohjoismaissa kulutettiin sähköä vuoden 2011 toisella neljänneksellä 83 (85) terawattituntia (TWh) eli noin 2 % edellisvuotta vähemmän. Kulutuksen väheneminen johtui pääasiassa viime vuotta lämpimämmästä säästä. Alustavien tilastotietojen mukaan Pohjoismaissa kulutettiin sähköä tammi kesäkuussa 199 (205) terawattituntia (TWh) eli noin 3 % edellisvuotta vähemmän. Kulutuksen väheneminen johtui pääasiassa viime vuotta lämpimämmästä säästä. Vuoden 2011 alussa Pohjoismaiden vesivarannot olivat 54 TWh eli 29 TWh pitkän aikavälin keskiarvoa pienemmät. Vuoden 2011 toisen neljänneksen alussa Pohjoismaiden vesivarannot olivat kasvaneet, mutta ne olivat silti 21 TWh pitkän aikavälin keskiarvoa pienemmät. Toisen neljänneksen 5 (49)
lopussa Pohjoismaiden vesivarannot olivat vain 1 TWh pitkän aikavälin keskiarvoa pienemmät ja 13 TWh suuremmat kuin edellisvuoden vastaavana ajankohtana. Toisella neljänneksellä sähkön keskimääräinen systeemihinta Nord Poolissa oli 52,3 (44,8) euroa megawattitunnilta (MWh). Suomen ja Ruotsin aluehinnat olivat Nord Poolin systeemihintatasoa hieman alhaisemmat: 52,0 (41,7) euroa/mwh Suomessa ja 52,2 (41,9) euroa/mwh Ruotsissa. Tammi kesäkuussa sähkön keskimääräinen systeemihinta Nord Poolissa oli 59,2 (52,1) euroa/mwh. Suomen ja Ruotsin aluehinnat olivat Nord Poolin systeemihintatasoa hieman alhaisemmat: 58,4 (56,2) euroa/mwh Suomessa ja 59,0 (57,0) euroa/mwh Ruotsissa. Systeemihinnan ja Suomen ja Ruotsin aluehintojen ero johtui pääasiassa Norjan pienemmistä vesivarannoista. Venäjä Alustavien tilastotietojen mukaan Venäjällä kulutettiin sähköä vuoden 2011 toisella neljänneksellä 230 (224) TWh. Vastaava luku hintavyöhykkeellä 1 (Venäjän Euroopan puoleisella alueella sekä Uralin alueella) oli 172 (166) TWh. Vuoden 2011 tammi kesäkuussa Venäjällä kulutettiin sähköä noin 515 (505) TWh. Vastaava luku hintavyöhykkeellä 1 oli 383 (373) TWh. OAO Fortum toimii Tjumenin ja Tšeljabinskin alueilla. Öljy- ja kaasuteollisuuteen keskittyvällä Tjumenin alueella sähkönkysyntä pysyi suunnilleen samalla tasolla kuin vuotta aiemmin. Taantuma ei vaikuttanut sähkönkysyntään Tjumenin alueella edellisenä vuonna, eikä sähkönkysyntä muuttunut edellisvuoden vastaavasta ajankohdasta. Metalliteollisuuteen painottuvalla Tšeljabinskin alueella sähkönkysyntä kasvoi toisella neljänneksellä noin 3 % edelliseen vuoteen verrattuna. Kasvu johtui pääasiassa teollisuuden sähkönkulutuksen elpymisestä. Keskimääräinen sähkön spot-hinta, kapasiteettihinta pois lukien, nousi vuoden 2011 toisella neljänneksellä 27 % eli 1 017 (804) ruplaan/mwh hintavyöhykkeellä 1. Tarkemmat markkinatiedot on esitetty taulukoissa katsauksen lopussa. Divisioonakatsaukset Power Power-divisioonaan kuuluvat Fortumin sähköntuotanto, fyysinen tuotannonohjaus ja trading-toiminta sekä asiantuntijapalvelut sähköntuottajille. Milj. euroa II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM Liikevaihto 574 597 1 267 1 366 2 702 2 603 - sähkönmyynti 546 564 1 203 1 309 2 580 2 474 josta sähkön tukkumyynti Pohjoismaissa* 476 481 980 1 036 2 035 1 979 - muu myynti 28 33 64 57 122 129 Liikevoitto 271 280 760 747 1 132 1 145 Vertailukelpoinen liikevoitto 257 271 582 695 1 298 1 185 Sidottu pääoma (kauden lopussa) 5 998 5 726 5 806 Sidotun pääoman tuotto, % 19,5 19,2 Vertailukelpoinen sidotun pääoman tuotto, % 22,3 19,8 Bruttoinvestoinnit ja bruttosijoitukset osakkeisiin 36 22 69 55 122 136 Henkilöstön lukumäärä 1 995 1 983 1 819 6 (49)
Sähköntuotanto lähteittäin, TWh II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM Vesivoima, Pohjoismaissa 4,8 5,1 8,9 10,5 22,0 20,4 Ydinvoima, Pohjoismaissa 5,7 6,0 12,5 11,9 22,0 22,6 Lämpövoima, Pohjoismaissa 0,3 0,3 2,0 1,1 2,3 3,2 Yhteensä Pohjoismaissa 10,8 11,4 23,4 23,5 46,3 46,2 Lämpövoima muissa maissa 0,3 0,2 0,6 0,5 1,1 1,2 Yhteensä 11,1 11,6 24,0 24,0 47,4 47,4 Pohjoismainen myynti, TWh II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM Myynti Pohjoismaissa 11,2 12,5 24,4 26,1 51,5 49,8 josta sähkön tukkumyynti Pohjoismaissa* 10,1 10,8 20,6 21,7 42,5 41,4 * Sähkön tukkumyyntitulot ja -volyymit Pohjoismaissa eivät sisällä lämpövoimatuotantoa, markinahintaan perustuvia ostoja eikä myyntiä vähemmistöosakkaille (mm. Meri-Pori, Inkoo ja tuonti Venäjältä). Myyntihinta, EUR/MWh II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM Sähkön tukkumyyntihinta Pohjoismaissa** 47,4 44,7 47,6 47,8 47,9 47,8 **Sähkön tukkumyyntihinta ei sisällä myyntituloja lämpövoimatuotannosta, markkinahintaan tehdyistä ostoista eikä myyntiä vähemmistöosakkaille (mm. Meri-Pori, Inkoo ja tuonti Venäjältä). Huhti - kesäkuu Power-divisioonan vertailukelpoinen liikevoitto oli vuoden 2011 toisella neljänneksellä 14 miljoonaa euroa pienempi kuin vuoden 2010 vastaavalla jaksolla. Useat tekijät vaikuttivat tulokseen. Tuloksen heikkeneminen johtui pääasiassa Ruotsin kruunun vahvistumisesta ja kiinrteistöverojen kasvusta Ruotsissa. Operatiivisten tekijöiden eli sähkön hinnan, tuotantovolyymien ja -kustannusten vaikutukset lähes kumosivat toisensa. Kokonaisuudessaan sähköntuotannon käytettävyys oli hyvä. Ydinvoiman käytettävyys parani, mutta ruotsalaisissa ydinvoimaosakkuusyhtiöissä volyymit olivat pienemmät kuin vuoden 2010 toisella neljänneksellä. Tämä johtui pääasiassa suunniteltujen huoltoseisokkien erilaisesta ajoituksesta viime vuoteen verrattuna. Vesivoiman tuotantovolyymit olivat toisen neljänneksen alussa pienemmät vesivarastojen alhaisen tason ja keskimääräistä pienempien kevättulvien vuoksi. Varastojen tasot kohosivat toisen neljänneksen lopulla ja olivat vain hieman pitkän aikavälin keskiarvoa alhaisemmat. Huhti kesäkuussa divisioonan sähköntuotanto Pohjoismaissa oli yhteensä 10,8 (11,4) TWh eli noin 5 % vähemmän kuin vuoden 2010 toisella neljänneksellä. Power-divisioonan saavuttama sähkön tukkumyyntihinta Pohjoismaissa oli 47,4 euroa/mwh eli 2,7 euroa/mwh korkeampi kuin vuoden 2010 toisella neljänneksellä Suomen ja Ruotsin korkeammista alueellisista spot-hinnoista johtuen. Power-divisioonan saavuttama sähkön tukkumyyntihinta Pohjoismaissa kehittyi positiivisesti. Ydin- ja vesivoiman tuotantovolyymien yhteisvaikutus sekä saavutetun sähkönhinnan vaikutus lähes kumosivat toisensa. Ruotsin kruunun kurssi lisäsi kustannuksia yhteensä noin 10 miljoonaa euroa. Ruotsin kiinteistöveron kasvusta aiheutuvat kustannukset nousivat noin 4 miljoonaa euroa. Tammi - kesäkuu Tammi kesäkuussa Power-divisioonan vertailukelpoinen liikevoitto oli 113 miljoonaa euroa pienempi kuin vastaavalla jaksolla vuonna 2010. Tuloksen heikkeneminen johtui useista eri tekijöistä. Vesivoiman tuotantovolyymit olivat pienemmät kuin vuoden 2010 vastaavalla jaksolla, mikä johtui ensimmäisen neljänneksen ennätyksellisen alhaisesta tulovirtaamasta ja vesivarastojen tasosta. Tulovirtaamat ja vesivarastot kasvoivat toisella neljänneksellä. Ydinvoiman suurempi volyymi kompensoi osittain vähäisempää vesivoiman tuotantoa vuoden alussa. Ruotsin ydinvoimalaitoksissa toisella neljänneksellä toteutettujen suunniteltujen huoltoseisokkien ajoitus vaikutti ydinvoiman tuotantovolyymeihin. Divisioonan saavuttama sähkön tukkumyyntihinta Pohjoismaissa oli suurin piirtein samalla tasolla kuin vuoden 2010 vastaavalla jaksolla. 7 (49)
Useat tekijät vaikuttivat vertailukelpoiseen liikevoittoon. Tuotantovolyymien ja hinnan yhteisvaikutus oli noin -50 miljoonaa euroa. Ruotsin kruunun kurssin vaikutus oli yhteensä noin -25 miljoonaa euroa. Ruotsin kiinteistöveron kasvun vaikutus oli yhteensä noin -10 miljoonaa euroa. Lisäksi Venäjän sähköntuontisopimuksen päättymisen vaikutus oli noin -23 miljoonaa euroa, ja sen kokonaisvaikutuksen arvioidaan olevan vuonna 2011 noin -40 miljoonaa euroa. Divisioonan sähköntuotanto Pohjoismaissa oli yhteensä 23,4 (23,5) TWh eli lähes samalla tasolla kuin vuoden 2010 tammi kesäkuussa. Ruotsissa ydinvoiman käytettävyys parani, mikä lisäsi ydinvoimatuotannon määrää ja kompensoi osaltaan vesivoiman selvästi pienempiä tuotantovolyymeja. Veden tulovirtaamat ja vesivarannot olivat ennätyksellisen alhaisella tasolla vuoden alussa, mutta kohenivat jakson aikana. Tällä hetkellä vesivarastot ovat vain noin 1 TWh pitkän aikavälin keskiarvoa pienemmät. Kolmen Inkoon yksikön käyttö ensimmäisellä neljänneksellä ja Meri-Porin voimalaitoksen palautuminen Fortumin käyttöön viime vuonna mahdollistivat suuremman lämpövoimatuotannon. Tammi kesäkuussa sähkön tukkumyyntihinta Pohjoismaissa oli 47,6 euroa/mwh eli suurin piirtein saman verran kuin vuoden 2010 vastaavalla jaksolla. Saavutettu sähkönhinta oli Pohjoismaissa ensimmäisellä neljänneksellä 3,0 euroa/mwh alhaisempi ja toisella neljänneksellä 2,7 euroa korkeampi vuoden 2010 vastaaviin jaksoihin verrattuna. Tämä johtui Suomen ja Ruotsin alueellisten spot-hintojen eroista neljännesten sekä vuosien 2011 ja 2010 välillä. Ruotsin ydinvoimalaitoksissa meneillään olevat investointiohjelmat parantavat turvallisuutta ja käytettävyyttä sekä lisäävät nykyisen ydinvoimakaluston kapasiteettia. Investointiohjelmien toteuttaminen saattaa vaikuttaa käytettävyyteen. Investointiohjelmat vaikuttavat myös Fortumin ydinvoimaosakkuusyhtiöiltään hankkiman sähkön hankintakustannuksiin. Käyttökustannusten odotetaan kuitenkin tasaantuvan nykyiselle tasolle. Yhdeksän kymmenestä Fortumin omistamasta tai osittain omistamasta ydinvoimalaitosyksiköstä toimi moitteettomasti vuoden 2011 kahden ensimmäisen neljänneksen aikana. Oskarshamn 3, joka on kärsinyt erilaisista teknisistä ongelmista, kävi noin 1 100 megawatin (MW) teholla, joka vastaa tehotasoa ennen kapasiteettilisäyksiä. Käyttötestaukset aloitettiin uudestaan maaliskuun alussa 2011, ja laitos on saavuttanut noin 1 300 MW:n tehotason (täysi teho 1 400 MW). Testausohjelman aikana päähöyryjohdossa havaittiin värähtelyä, minkä vuoksi tehotaso rajattiin noin 1 200 MW:iin (1 210 ±50) vuoden 2012 toteutettavaksi suunniteltuun huoltoseisokkiin asti. Forsmark 1 ja Olkiluoto 2 - voimalaitosten suuret muutostyöt saatiin valmiiksi toisen neljänneksen aikana. Maaliskuussa eduskunta hyväksyi Suomen ydinvastuulain väliaikaisen uudistamisen. Uudistus sisältää 700 miljoonan euron korvausrajoitukset ja rajoittamattoman vastuun kolmannelle osapuolelle vakavissa onnettomuustilanteissa. Tämä väliaikainen muutos tulee voimaan 1.1.2012 ja pätee, kunnes Pariisin ja Brysselin uudistetut sopimukset on ratifioitu. Japanin ydinvoimaonnettomuuden jälkeen Suomen säteilyturvakeskus STUK toteutti lisäselvityksen ydinvoimalaitosten turvallisuudesta sähkön menetyksen sekä poikkeuksellisten sää- ja ympäristöolosuhteiden varalta. STUKin selvityksen mukaan Suomen ydinvoimalaitoksissa ei havaittu sellaisia uusia uhkatekijöitä tai puutteita, jotka vaatisivat välittömiä turvallisuusparannuksia. Ruotsin ydinturvallisuusviranomainen SSM aloitti vastaavat turvallisuusselvitykset Ruotsissa. EU:n turvallisuusselvitykset käynnistettiin 1.6. ja ydinvoimayhtiöitä pyydetään jättämään loppuraporttinsa 31.10.2011 mennessä. Tämän vuoksi Fortum uskoo, että sekä uusille että vanhoille ydinvoimaloille saatetaan esittää uusia turvallisuusvaatimuksia lähitulevaisuudessa. Vuoden 2010 tulokseen verrattuna Power-divisioonan vertailukelpoisen liikevoiton arvioidaan painottuvan vuonna 2011 enemmän loppuvuoteen. Syynä on ennen kaikkea ydinvoiman parantuva käytettävyys ja vesivarastojen kasvu. 8 (49)
Heat Heat-divisioona sisältää sähkön ja lämmön yhteistuotannon (CHP), kaukolämpötoiminnan sekä yritysten lämpöratkaisut Pohjoismaissa ja Itämeren alueella. Milj. euroa II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM Liikevaihto 322 301 1 047 952 1 770 1 865 - lämmönmyynti 214 218 743 688 1 269 1 324 - sähkönmyynti 75 55 226 200 368 394 - muu myynti 33 28 78 64 133 147 Liikevoitto 25 35 290 194 303 399 Vertailukelpoinen liikevoitto 25 33 196 165 275 306 Sidottu pääoma (kauden lopussa) 3 911 3 884 4 182 Sidotun pääoman tuotto, % 8,4 10,5 Vertailukelpoinen sidotun pääoman tuotto, % 7,7 8,2 Bruttoinvestoinnit ja bruttosijoitukset osakkeisiin 72 59 130 121 305 314 Henkilöstön lukumäärä 2 793 2 549 2 394 Huhti - kesäkuu Lämmönmyynti vuoden 2011 toisella neljänneksellä oli yhteensä 3,6 (4,3) TWh. Lämpö se tuotettiin pääasiassa Pohjoismaissa. Samana aikana sähkönmyynti CHP-tuotannosta oli yhteensä 1,2 (1,1) TWh. Divisioonan toisen neljänneksen vertailukelpoinen liikevoitto, 25 (33) miljoonaa euroa, oli 8 miljoonaa euroa alhaisempi kuin viime vuoden vastaavalla jaksolla. Uusi sähköntuotanto lisäsi tuottoja. Tulos kuitenkin heikkeni johtuen Ruotsin alhaisemmasta lämmöntuotannosta, joka oli seurausta ensimmäisellä neljänneksellä tehdystä yritysmyynnistä. Lisäksi heikkenemiseen vaikutti Puolan viimeaikaisiin yritysostoihin liittyvien integrointikustannusten varaukset. Ruotsin kruunun kurssin vaikutus oli vähäinen. Tammi-kesäkuu Lämmönmyynti tammi kesäkuussa 2011 oli yhteensä 14,0 (14,9) TWh. Lämpö tuotettiin pääasiassa Pohjoismaissa. Samana aikana sähkönmyynti oli yhteensä 3,9 (3,5) TWh. Sähkönmyynnin kasvu johtui pääasiassa uudesta CHP-kapasiteetista Puolassa ja Virossa. Lämpötilat olivat korkeampia kuin vastaavalla jaksolla viime vuonna. Tämä ja Ruotsissa Tukholman ulkopuolisten kaukolämpötoimintojen ja lämmöntuotantolaitosten myyminen maaliskuun lopulla johtivat lämmöntuotannon vähenemiseen. Divisioonan vertailukelpoinen liikevoitto tammi kesäkuussa 2011 oli 196 (165) miljoonaa euroa. Myönteinen kehitys johtui paremmasta käytettävyydestä, huippukuormituksen vähäisemmästä vaikutuksesta tuotantokustannuksiin ja parantuneista lämmönmyyntikatteista Ruotsissa. Ruotsin kruunun vahvistumisen osuus tuloksen paranemisesta oli noin kolmannes. Suomessa polttoainekustannusten kasvu kavensi sähkönmyynnin marginaaleja. Tammikuussa Tukholman kaupungin kaasuverkoston vanha tuotantolinja suljettiin ja uusi ympäristömyönteisempi kaasu otettiin onnistuneesti käyttöön. Lisäksi vuoden ensimmäisellä neljänneksellä avattiin ensimmäinen kaupallinen biokaasupolttoaineasema autoille Arlandan lentokentällä Tukholmassa. Toukokuussa aloitettiin ensimmäisen Baltian alueella sijaitsevan jätettä hyödyntävän CHP-laitoksen rakentaminen. Laitos korvaa Liettuan Klaipedassa sijaitsevan maakaasua hyödyntävän lämpölaitoksen. Paikallisen jätteen käyttö vähentää hiilidioksidipäästöjä ja ympäristökuormitusta alueella. 9 (49)
Toukokuussa Ruotsin viranomaiset esittelivät ehdotuksen, joka koskee kaukolämpöverkkojen avaamista kilpailulle (Third party access, TPA). Tukholman seudun kaukolämpöjärjestelmän osalta kilpailuviranomainen totesi vuonna 2010, että kaukolämmön reaalihinta oli laskenut 1,5 % vuodesta 2005. Suomessa lämmöntuotannossa käytettävien polttoaineiden verotusta kiristettiin 1.1.2011 alkaen. Veronkorotukset heijastuivat vastaavasti lämmön loppukäyttäjähintoihin. Lämmönmyynti maittain, II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM TWh Suomi 1,7 1,8 5,1 5,3 9,6 9,4 Ruotsi 1,2 1,8 5,4 6,4 10,9 9,9 Puola 0,5 0,5 2,6 2,3 4,0 4,3 Muut maat 0,2 0,2 0,9 0,9 1,6 1,6 Yhteensä 3,6 4,3 14,0 14,9 26,1 25,2 Sähkönmyynti, TWh II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM Yhteensä 1,2 1,1 3,9 3,5 6,5 6,9 Russia Russia-divisioona koostuu sähkön ja lämmön tuotannosta ja myynnistä Venäjällä. Se sisältää OAO Fortumin ja Fortumin hieman yli 25 %:n omistusosuuden TGC-1:ssä. TGC-1 on osakkuusyhtiö, joka raportoidaan pääomaosuusmenetelmän mukaisesti. Milj. euroa II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM Liikevaihto 195 169 490 413 804 881 - sähkönmyynti 135 114 297 244 505 558 - lämmönmyynti 60 52 192 165 287 314 - muu myynti 0 3 1 4 12 9 EBITDA 52 13 109 65 139 183 Liikevoitto 21-9 55 23 53 85 Vertailukelpoinen liikevoitto 21-9 55 7 8 56 Sidottu pääoma (kauden lopussa) 3 051 2 690 2 817 Sidotun pääoman tuotto, % 2,4 4,4 Vertailukelpoinen sidotun pääoman tuotto, % 0,7 3,4 Bruttoinvestoinnit ja bruttosijoitukset osakkeisiin 192 167 267 258 599 608 Henkilöstön lukumäärä 4 497 4 584 4 294 OAO Fortum toimii Uralin kehittyneillä teollisuusalueilla ja Länsi-Siperian öljyntuotantoalueilla. Venäjällä sähkön tukkumarkkina on vapautettu vuoden 2011 alusta lähtien. Kaikki sähköntuotantoyhtiöt myyvät edelleen kotitalouksien kulutusta vastaavan osan sähköntuotannostaan ja kapasiteetistaan säännellyillä hinnoilla. Tammi kesäkuussa 2011 OAO Fortum myi 84 % sähköntuotannostaan vapautetulla sähkön hinnalla. Venäjän hallitus hyväksyi vuoden 2011 alusta uudet kapasiteettimarkkinoita koskevat säännöt. Vuoden 2007 jälkeen investointivelvoitesopimusten (CSA - uusi kapasiteetti ) perusteella rakennetulle tuotantokapasiteetille maksetaan takuuhintaa 10 vuoden ajan. Takuuhinnat on määritelty riittävän investointituoton varmistamiseksi. 10 (49)
Investointivelvoitesopimuksiin kuulumaton kapasiteetti määräytyy huutokaupalla (CCS - vanha kapasiteetti ). Joulukuussa 2010 pidettiin ensimmäinen uusien sääntöjen mukainen kapasiteettimarkkinoiden huutokauppa vanhalle kapasiteetille. Uusien sääntöjen mukaan vanhalle kapasiteetille huutokaupassa määräytyvät kapasiteettimaksut perustuvat kulloinkin käytettävissä olevaan kapasiteettiin eivätkä laitoksen nimellistehoon. Tämä vähentää vanhan kapasiteetin kapasiteettimaksuja CHP-laitosten osalta erityisesti kesän aikana. Alkuperäinen suunnitelma järjestää vuoden 2011 viimeisellä neljänneksellä huutokauppa vuosille 2012 2015 on muuttunut. Huutokauppa koskee nyt vain vuotta 2012. Investointivelvoitesopimuksiin on liitetty sakkoehtoja. Yritysoston aikaan vuonna 2008 Fortum teki varauksen mahdollisista viivästymisistä aiheutuvia sakkoja varten. Mahdollisia sakkoja voidaan vaatia, jos uuden kapasiteetin käyttöönotto viivästyy merkittävästi tai investointivelvoitesopimusten sovittuja keskeisiä ehtoja ei muuten täytetä. Uudet investointivelvoitesopimuksia koskevat säännöt selkeyttivät menettelyä mahdollisten sakkojen osalta - ne ovat nyt määritelty voimalaitostasolla. Tämä tarkoittaa, että Fortumin riski saada sakkomaksuja tuotantokapasiteettia koskevien ehtojen johdosta pienenee vähitellen uusien yksiköiden aloittaessa toimintansa. Voimalaitosten käyttöönoton aikataulu arvioidaan jokaisena tilinpäätöshetkenä, ja muutosten vaikutukset varauksen määrään päivitetään tämän mukaisesti (katso liitetieto 18). Huhti - kesäkuu Russia-divisioonan sähköntuotanto vuoden 2011 toisella neljänneksellä oli 4,6 (4,5) TWh. Samaan aikaan lämmönmyynti oli yhteensä 4,3 (4,0) TWh. Russia-divisioonan vertailukelpoinen liikevoitto oli vuoden 2011 toisella neljänneksellä 21 (-9) miljoonaa euroa. Tuloksen paraneminen liittyi pääosin uusien yksiköiden käyttöönottoon Tyumen CHP-1:ssä ja Chelyabinsk CHP-3:ssa ja korkeampiin sähkön markkinahintoihin. Lisäksi investointivelvoitesopimuksia koskevien varausten purkaminen kaupallisen käytön aloittaneilta uusilta yksiköiltä sekä voimalaitosten muuttuneiden käyttöönottoaikataulujen vaikutus varaukseen paransivat tulosta 22 miljoonalla eurolla. Vuonna 2011 hyväksyttyjen sääntöjen mukaisen, huutokaupalla määräytyvän vanhan kapasiteetin volyymit laskivat ja vaikuttivat negatiivisesti vertailukelpoiseen liikevoittoon, sillä uusien sääntöjen mukaan vanhalle kapasiteetille huutokaupassa määräytyvät kapasiteettimaksut perustuvat kulloinkin käytettävissä olevaan kapasiteettiin eivätkä laitoksen nimellistehoon. Tämä vähentää vanhan kapasiteetin kapasiteettimaksuja erityisesti kesän aikana. OAO Fortum saavutti toisella neljänneksellä 100 miljoonan euron vuotuiset tehokkuusparannukset verrattuna vuoteen 2008, jolloin yhtiö hankittiin. Tehokkuuden parannusohjelman tavoitteena oli jalkauttaa parhaat johtamisen ja operatiivisen toiminnan käytännöt OAO Fortumin sähkö- ja lämpöliiketoimintaan. OAO Fortumin keskeiset sähkön, II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM kapasiteetin ja kaasun hinnat Sähkön spot-hinta (markkinahinta), Uralin alue, RUB/MWh 954 770 950 793 835 914 OAO Fortumin keskimääräinen säännelty sähkönhinta, RUB/MWh 712 610 716 615 614 649 Keskimääräinen kapasiteettihinta, trub/mw/kk 174 162 194 171 191 202 Keskimääräinen säännelty kapasiteettihinta, trub/mw/kuukausi 187 169 185 169 169 175 Keskimääräinen säännelty kaasunhinta Uralin alueella, RUB/1000 m3 2 548 2 221 2 548 2 221 2 221 2 385 OAO Fortumin saavuttama sähkönhinta, EUR/MWh 29,0 25,6 29,1 24,6 27,0 29,4 11 (49)
Tammi - kesäkuu Russia-divisioonan sähköntuotanto vuoden 2011 tammi-kesäkuussa oli 10,2 (10,0) TWh. Samaan aikaan lämmönmyynti oli yhteensä 15,3 (15,5) TWh. Vertailukelpoinen liikevoitto, 55 (7) miljoonaa euroa, oli korkeampi kuin viime vuonna uusien voimalaitosyksiköiden käyttöönotosta sekä korkeammista sähkön markkinahinnoista johtuen. Sähkön markkinahinnan positiivista kehitystä kompensoi osittain alhaisemmat tulot vanhasta kapasiteetista uusien sääntöjen seurauksena. Investointivelvoitesopimuksia koskevien varausten purkaminen kaupallisen käytön aloittaneilta uusilta yksiköiltä sekä voimalaitosten muuttuneiden käyttöönottoaikataulujen vaikutus varaukseen paransivat tulosta 22 miljoonalla eurolla. OAO Fortumin uusi kapasiteetti (CSA) tulee valmistuttuaan olemaan tärkeä tekijä vakaalle tuloskasvulle Venäjällä, sillä tuotantovolyymien kasvu tuo lisää myyntituloja. Uudelle tuotantokapasiteetille maksetaan huomattavasti korkeampia kapasiteettimaksuja kuin vanhalle kapasiteetille. Vuoden 2011 inflaatiokorjauksen poistamisen vuoksi investointivelvoitesopimukseen kuulumattoman vanhan kapasiteetin (CCS) painotetun keskihinnan OAO Fortumille odotetaan olevan vuonna 2011 keskimäärin noin 160 000 ruplaa/mw/kuukausi, mikä on hieman vähemmän kuin aikaisemmin arvioitiin. Hinta saattaa kuitenkin vaihdella voimalaitosten sijainnista ja ajankohdasta riippuen. Ensimmäisellä ja viimeisellä neljänneksellä kapasiteettitulot ovat korkeammat kuin toisella ja kolmannella neljänneksellä. Uuden kapasiteetin kapasiteettimaksut ovat noin 3 4 kertaa korkeammat kuin vanhan kapasiteetin keskimäärin. Uuden kapasiteetin tuotto on taattu, mutta saattaa vaihdella jonkin verran, sillä se on sidottu Venäjän pitkän aikavälin valtionobligaatioihin, joiden maturiteetti on 8 10 vuotta. Fortum on sitoutunut 2,5 miljardin euron investointiohjelmaan Venäjällä. Ohjelman aikataulun mukaan viimeiset yksiköt otetaan käyttöön vuonna 2014. Investointiohjelman loppuosan arvo heinäkuussa 2011 maaliskuun 2011 lopun valuuttakursseilla laskettuna on arviolta noin 1,3 miljardia euroa. Fortumin laajan investointiohjelman toisen uuden yksikön kapasiteettimyynti alkoi vuoden 2011 kesäkuun alussa Chelyabinsk CHP-3 -voimalaitoksella. Ensimmäinen uusi yksikkö Tyumen CHP- 1:ssä aloitti kapasiteettimyynnin helmikuussa. Investointiohjelman kolmas uusi yksikkö on rakenteilla Tobolsk CHP:hen, ja sen arvioidaan aloittavan kasiteettimyynnin vuoden 2011 kolmannella neljänneksellä. Investointiohjelma käsittää yhteensä kahdeksan uutta voimalaitosyksikköä. OAO Fortumin liiketoiminta on tyypillisesti hyvin kausiluonteista: tulos on yleensä vahvimmillaan vuoden ensimmäisellä ja viimeisellä neljänneksellä. 12 (49)
Electricity Solutions and Distribution Divisioona vastaa Fortumin sähkön vähittäismyynnistä sekä sähkönsiirrosta ja muodostuu kahdesta liiketoiminta-alueesta: Distribution ja Electricity Sales. Distribution Fortum omistaa ja käyttää jakelu- ja alueverkkoja sekä siirtää sähköä kaikkiaan noin 1,6 miljoonalle asiakkaalle Ruotsissa, Suomessa, Norjassa ja Virossa. Milj. euroa II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM Liikevaihto 215 200 526 480 963 1 009 - jakeluverkot 181 173 452 417 820 855 - alueverkot 21 21 49 47 92 94 - muu myynti 13 6 25 16 51 60 Liikevoitto 252 53 377 166 321 532 Vertailukelpoinen liikevoitto 60 53 184 155 307 336 Sidottu pääoma (kauden lopussa) 3 487 3 482 3 683 Sidotun pääoman tuotto, % 9,7 15,3 Vertailukelpoinen sidotun pääoman tuotto, % 9,3 9,9 Bruttoinvestoinnit ja bruttosijoitukset osakkeisiin 62 47 96 76 213 233 Henkilöstön lukumäärä 928 1 144 962 Huhti - kesäkuu Vuoden 2011 toisella neljänneksellä jakelu- ja alueverkkosiirron kokonaismäärät olivat 5,6 (5,7) TWh ja 3,8 (4,1) TWh. Distribution-liiketoiminta-alueen vertailukelpoinen liikevoitto oli toisella neljänneksellä 60 (53) miljoonaa euroa eli 7 miljoonaa euroa enemmän kuin vuotta aiemmin. Tuloksen kasvu johtui pääasiassa alhaisemmista kantaverkkomaksuista ja Ruotsin kruunun vahvistumisesta. Tammi - kesäkuu Vuoden 2011 tammi-kesäkuussa alueverkkosiirron määrä oli yhteensä 7,3 (7,7) TWh Ruotsissa ja 1,4 (1,4) TWh Suomessa. Distribution-liiketoiminta-alueen vertailukelpoinen liikevoitto oli 184 (155) miljoonaa euroa eli 29 miljoonaa euroa enemmän kuin vuotta aiemmin. Tuloksen kasvu johtui pääasiassa alhaisemmista kantaverkkomaksuista ja Ruotsin kruunun vahvistumisesta. Sähkönkulutuksen etämittauksen käyttöönotto edistyi Suomessa suunnitelman mukaan toisella neljänneksellä. Etämittareiden asennukset verkkoasiakkaille aloitettiin maaliskuun lopussa. Suomen uusi tuntipohjaista sähkönmittausta koskeva lainsäädäntö tulee voimaan 1.1.2014. Ruotsin uusi sähkönsiirtohintojen sääntelymalli tulee voimaan 1.1.2012. Uuden mallin mukaisesti Ruotsin energiamarkkinavirasto (EI) päättää sallitun tuottotason etukäteen neljäksi vuodeksi kerrallaan. Tuottorajoista päätetään 31.10.2011 mennessä. Suomessa kolmannen valvontajakson (2012 2015) valmistelu on paraikaa käynnissä. Päätöstä Suomen sääntelymallista odotetaan sääntelyviranomaiselta marraskuussa 2011. 13 (49)
Sähkönsiirto jakeluverkoissa, II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM TWh Ruotsi 3,1 3,2 7,6 7,9 15,2 14,9 Suomi 2,0 2,0 5,2 5,2 10,0 10,0 Norja 0,5 0,5 1,3 1,4 2,5 2,4 Viro 0,0 0,0 0,1 0,1 0,2 0,2 Yhteensä 5,6 5,7 14,2 14,6 27,9 27,5 Sähkönjakeluasiakkaiden määrä alueittain, 30.6.2011 30.6.2010 tuhansia Ruotsi 893 888 Suomi 624 614 Norja 101 100 Viro 24 24 Yhteensä 1 642 1 626 Electricity Sales Electricity Sales vastaa sähkön vähittäismyynnistä 1,2 miljoonalle kotitalous- ja yritysasiakkaalle. Se on Pohjoismaiden johtava ympäristömerkityn ja hiilidioksidipäästöttömän sähkön myyjä. Electricity Sales ostaa sähkönsä pohjoismaisesta sähköpörssistä. Milj. euroa II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM Liikevaihto 183 327 556 964 1 798 1 390 - sähkönmyynti 178 321 546 953 1 778 1 371 - muu myynti 5 6 10 11 20 19 Liikevoitto 23 23 3-6 46 55 Vertailukelpoinen liikevoitto 10 10 21-3 11 35 Sidottu pääoma (kauden lopussa) 77 59 210 Sidotun pääoman tuotto, % 38,4 52,7 Vertailukelpoinen sidotun pääoman tuotto, % 9,3 34,1 Bruttoinvestoinnit ja bruttosijoitukset osakkeisiin 1 0 4 0 0 4 Henkilöstön lukumäärä 518 549 525 Huhti-kesäkuu Vuoden 2011 toisella neljänneksellä liiketoiminta-alueen sähkönmyynti oli yhteensä 2,9 (6,3) TWh. Yritysasiakassegmentin uudelleenjärjestely vähensi myyntiä. Electricity Salesin vertailukelpoinen liikevoitto oli toisella neljänneksellä yhteensä 10 (10) miljoonaa euroa. Vertailukelpoiseen liikevoittoon kohdistuu enemmän paineita kiristyneen kilpailun vuoksi, mutta yritysasiakassegmentin uudelleenjärjestelyllä on ollut positiivinen vaikutus. Tammi-kesäkuu Sähkönmyynti oli vuoden 2011 ensimmäisellä puoliskolla 8,4 (16,1) TWh. Myynti laski merkittävästi yritysasiakassegmentin uudelleenjärjestelyn vuoksi. Vertailukelpoinen liikevoitto kasvoi huomattavasti ja oli yhteensä 21 (-3) miljoonaa euroa. Tuloksen paraneminen johtuu kannattamattoman yritysasiakassegmentin uudelleenjärjestelystä ja vakaista markkinahinnoista varsinkin vuoden 2011 ensimmäisellä neljänneksellä. 14 (49)
Investoinnit käyttöomaisuuteen ja osakkeisiin sekä käyttöomaisuuden ja osakkeiden myynnit Investoinnit käyttöomaisuuteen ja osakkeisiin vuoden 2011 toisella neljänneksellä olivat 367 (297) miljoonaa euroa. Investoinnit ilman yritysostoja olivat 366 (297) miljoonaa euroa. Tammi-kesäkuussa investoinnit käyttöomaisuuteen ja osakkeisiin olivat 572 (513) miljoonaa euroa. Investoinnit ilman yritysostoja olivat 533 (493) miljoonaa euroa. Fortum suunnittelee ottavansa käyttöön uutta sähkön- ja lämmöntuotantokapasiteettia ja suorittavansa perusparannuksia olemassa oleviin laitoksiin seuraavasti: Tyyppi Sähköntuotantokapasiteetti MW Lämmöntuotanto -kapasiteetti MW Toimitus alkaa* Power Vesivoimalaitosten perusparannus Vesivoima 10 20 2011 Heat Klaipeda, Liettua Q1 2013 Jäte (CHP) 20 60 Järvenpää, Suomi Biopolttoaine (CHP) 23 63 Q2 2013 Jelgava, Latvia Biopolttoaine (CHP) 23 45 Q3 2013 Brista, Ruotsi Jäte (CHP) 20 57 Q4 2013 Russia** Tobolsk Kaasu (STPP) 200 Q3 2011 Nyagan 1 Kaasu (CCGT) 418 2012 Nyagan 2 Kaasu (CCGT) 418 2012 Nyagan 3 Kaasu (CCGT) 418 2013 *) Kaupallisen käytön aloitus, jota edeltävät esimerkiksi testikäytöt ja lupamenettelyt. **) Kapasiteettimaksujen aloitus, jota edeltävät esimerkiksi testikäytöt ja lupamenettelyt. Power Fortum osallistuu TVO-omistusosuutensa kautta Olkiluoto 3:n 1 600 MW:n ydinvoimalaitosyksikön rakentamiseen Suomessa. Olkiluoto 3:n TVO:lle toimittava AREVA-Siemens raportoi, että suurin osa töistä saataisiin päätökseen vuonna 2012. Toimittaja antoi ymmärtää, että laitoksen käyttöönotto kestää kahdeksan kuukautta, mikä tarkoittaa, että laitoksen säännöllinen käyttö alkaa vuoden 2013 toisella puoliskolla. Maaliskuussa 2011 pidetyssä TVO:n varsinaisessa yhtiökokouksessa päätettiin suunnatusta osakeannista, jolla yhtiön osakepääomaa korotetaan noin 65 miljoonalla eurolla. Fortumin osuus osakeannista on noin 16 miljoonaa euroa. Merkintähinta maksetaan TVO:n hallituksen myöhemmin määrittämänä päivänä vuoden 2011 aikana. Osakepääoman korottaminen on alkuperäisen suunnitelman mukainen ja osa Fortumin Olkiluoto 3 -projektin rahoittamista koskevaa 180 miljoonan euron osakepääomasitoumusta. Fortum ja ruotsalainen Skellefteå Kraft hankkivat Nordexilta 60 tuuliturbiinia rakenteilla olevaan Blaikenin maatuulipuistoon Pohjois-Ruotsiin. Fortumin osuus tilattavista turbiineista on 12 kappaletta. Fortumin ja Skellefteå Kraftin yhteisyrityksen Blaiken Vind AB:n tuulipuistoon tulee enintään 100 tuuliturbiinia, joiden kokonaisteho on 250 MW. Investointiprojektin kokonaiskustannusten arvioidaan olevan noin 400 miljoonaa euroa, josta Fortumin osuus on 40 % ja Skellefteå Kraftin osuus 60 %. 15 (49)
Heat Tammikuussa 2011 Fortum saattoi päätökseen kahden puolalaisen sähkö- ja lämpöyhtiön ostamisen Puolan valtiolta. Investoinnin arvo on noin 22 miljoonaa euroa. Maaliskuussa 2011 Fortum vei päätökseen Ruotsissa Tukholman ulkopuolella sijaitsevien kaukolämpötoimintojen ja lämmöntuotantolaitosten myymisen Macquarie European Infrastructure Fund II:lle (MEIFII) ja Macquarie Power and Infrastructure Corporationille (MPIC). Kauppahinta oli noin 220 miljoonaa euroa. Huhtikuussa 2011 Fortum ja ruotsalainen kunnallinen energiayhtiö Sollentuna Energi allekirjoittivat sopimuksen, jonka mukaan Sollentuna Energi tulee osakkaaksi 15 %:n osuudella Fortumin Tukholman alueella sijaitsevalle Bristan CHP-laitokselle rakennettavaan jätteenpolttoyksikköön, Brista 2:een. Kesäkuussa Fortum päätti investoida kahteen uuteen biopolttoaineita hyödyntävään CHP-laitokseen Järvenpäässä ja Latvian Jelgavassa. Investointien kokonaisarvo on noin 160 miljoonaa euroa, ja molemmat laitokset on tarkoitus ottaa tuotantokäyttöön vuonna 2013. Uudet laitokset korvaavat polttoöljyyn ja maakaasuun pohjautuvaa tuotantoa biopolttoaineisiin perustuvalla tuotannolla. Investoinnit ja myynnit tukevat Fortumin uudistettua strategiaa, jossa CHP-tuotannolla on keskeinen rooli. Russia Fortumin laaja Venäjä-investointiohjelman kahden ensimmäisen yksikön kaupallinen käyttö alkoi vuonna 2011: Länsi-Siperiassa toimivan Tyumen CHP-1:n uusi yksikkö aloitti kapasiteettimyynnin helmikuun alussa ja Uralin alueella sijaitsevan Chelyabinsk CHP-3:n uusi yksikkö kesäkuun alussa. Investointiohjelman kolmas uusi yksikkö on rakenteilla Tobolsk CHP:hen, ja sen arvioidaan aloittavan kasiteettimyynnin vuoden 2011 kolmannella neljänneksellä. Fortumin laaja investointiohjelma Venäjällä koostuu yhteensä kahdeksasta uudesta yksiköstä. Distribution Fortum saattoi 19.4. päätökseen kaupan, jossa yhtiö myi noin 25 % omistusosuutensa Suomen kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj:ssä Suomen valtiolle (osakkeet jakautuvat työ- ja elinkeinoministeriön ja Huoltovarmuuskeskuksen kesken) ja Keskinäinen Eläkevakuutusyhtiö Ilmariselle. Valtio osti noin 81 % ja Ilmarinen noin 19 % Fortumin Fingrid-osakkeista. Kauppahinta oli 325 miljoonaa euroa. Tämän tuloksena Fortum kirjasi noin 192 miljoonan euron voiton ensimmäisellä neljänneksellä kirjatun 8 miljoonan euron tulososuuden lisäksi. Voitto on noin 0,22 euroa osaketta kohti. Fortum myi omistuksensa Suomen kantaverkkoyhtiö Fingridissä EU:n kolmannen energiamarkkinapaketin yhtenä seurauksena. Syyskuun alussa 2009 voimaan saatettu paketti edellyttää sähkön korkeajännitesiirron ja tuotannon eriyttämistä. Rahoitus Nettovelat kasvoivat vuoden 2011 toisella vuosineljänneksellä 416 miljoonalla eurolla 6 783 miljoonaan euroon (vuoden 2010 lopussa 6 826 miljoonaa euroa). Kasvu johtui pääasiassa 888 miljoonan euron osingonjaosta huhtikuussa. Nettovelan ja käyttökatteen suhde (EBITDA) 12 edelliseltä kuukaudelta oli 2,5 (vuoden 2010 lopussa 3,0). Vertailukelpoinen nettovelan ja käyttökatteen suhde (EBITDA) 12 edelliseltä kuukaudelta oli 2,8 (vuoden 2010 lopussa 2,8). Neljänneksen lopussa konsernin likvidit varat olivat 811 miljoonaa euroa (vuoden 2010 lopussa 556 miljoonaa euroa). Likvideihin varoihin kuuluvat OAO Fortumin käteisvarat ja pankkitalletukset, jotka 16 (49)
ovat noin 331 miljoonaa euroa (vuoden 2010 lopussa 348 miljoonaa). Likvidien varojen lisäksi Fortumilla oli käytettävissään noin 2,9 miljardia euroa nostamattomia valmiusluottoja. Konsernin nettorahoituskulut olivat tammi-kesäkuussa 127 (61) miljoonaa euroa. Rahoituskulujen kasvu johtui pääasiassa korkeammasta korkotasosta ja myös korkeammasta nettovelasta vuonna 2011. Nettorahoituskulut sisältävät myös rahoitusinstrumenttien käyvän arvon muutoksen, joka oli -3 (19) miljoonaa euroa. Toisella neljänneksellä Fortum saattoi päätökseen useita uusia pitkän aikavälin lainajärjestelyjä, kuten 10 vuoden 500 miljoonan euron joukkovelkakirjalainan ja kolme kahdenvälistä lainajärjestelyä, joiden arvo on yhteensä noin 312 miljoonaa euroa. Heinäkuussa 2011 Fortum Oyj allekirjoitti 2,5 miljardin euron viiden vuoden valmiusluottolimiitin, joka korvaa olemassa olevat luottolimiitit: marraskuussa 2011 umpeutuvan 1,2 miljardin euron luottolimiitin ja maaliskuussa 2013 umpeutuvan 1,5 miljardin euron luottolimiitin. Tämän uudelleenjärjestelyn jälkeen nostamattomien valmiusluottojen limiittien kokonaisarvo on noin 2,7 miljardia euroa. Moody sin ja Standard & Poor sin Fortumille antamat pitkän aikavälin luottoluokitukset olivat A2 (vakaat näkymät) ja A (vakaat näkymät). Osakkeet ja osakepääoma Fortum Oyj:n osake on noteerattu Helsingin pörssissä (NASDAQ OMX Helsinki). Tammi kesäkuussa 2011 Fortum Oyj:n osakkeiden vaihto Helsingin pörssissä oli yhteensä 254,9 (344,1) miljoonaa osaketta, arvoltaan 5 662 miljoonaa euroa. Korkein Fortumin osakkeen noteeraus jakson aikana oli 24,09 euroa ja alin 18,70 euroa. Osakkeen vaihdolla painotettu keskiarvo oli 22,17 euroa. Vuoden 2011 toisen neljänneksen viimeisen pörssipäivän päätöskurssi oli 19,97 (18,08) euroa. Fortumin markkina-arvo neljänneksen viimeisen pörssipäivän päätöskurssin mukaan laskettuna oli 17 741 miljoonaa euroa. Helsingin pörssin lisäksi Fortumin osakkeita vaihdettiin useilla vaihtoehtoisilla markkinapaikoilla, esimerkiksi Chi-X Europessa, BATSissä ja Turquoisessa. Vuonna 2010 noin 29 % Fortum Oyj:n osakkeiden kaupasta käytiin vaihtoehtoisilla markkinapaikoilla. Toisen neljänneksen lopussa Fortum Oyj:n osakepääoma oli 3 046 185 953 euroa ja rekisteröityjen osakkeiden kokonaismäärä 888 367 045. Fortum Oyj ei omistanut omia osakkeitaan. Rekisteröityjen osakkeenomistajien määrä oli katsauskauden lopussa 99 337. Suomen valtion omistusosuus Fortumista oli neljänneksen lopussa 50,8 %. Hallintarekisteröityjen ja suorien ulkomaisten osakkeenomistajien osuus oli 30,4 %. Fortumin hallituksella ei ole yhtiökokouksen myöntämiä käyttämättömiä valtuuksia vaihtovelkakirjojen tai optiolainojen tai uusien osakkeiden liikkeeseen laskemiseksi. Fortum Oyj:n varsinainen yhtiökokous pidettiin Helsingissä 31.3.2011. Yhtiökokous vahvisti emoyhtiön ja konsernin vuoden 2010 tilinpäätöksen ja myönsi vastuuvapauden Fortumin hallintoneuvostolle, hallitukselle ja toimitusjohtajalle vuoden 2010 osalta. Yhtiökokous päätti, että vuodelta 2010 maksetaan osinkoa 1,00 euroa osakkeelta. Osingonjaon täsmäytyspäivä oli 5.4.2011. Osinko maksettiin 12.4.2011. Konsernin henkilöstö Katsauskauden lopussa henkilöstön lukumäärä oli 11 342 (10 585 vuoden 2010 lopussa). Henkilöstömäärän kasvu johtuu pääasiassa siitä, että Heat-divisioona osti kaksi puolalaista sähkö- ja lämpöyhtiötä. Kauden lopussa Power-divisioonassa oli 1 995 (1 819) työntekijää, Heat-divisioonassa 2 793 (2 394), Russia-divisioonassa 4 497 (4 294), Distributionissa 928 (962) ja Electricity Salesissä 518 (525). Muun henkilöstön määrä oli 611 (591). 17 (49)
Tutkimus ja kehitys Kestävät ratkaisut ovat keskeinen osa Fortumin strategiaa. Fortumin tutkimus- ja kehitystoiminta tekee ympäristömyönteisistä energiaratkaisuista mahdollisia. Vuoden 2011 toisella neljänneksellä Fortum allekirjoitti venäläisen energiayhtiön Lukoilin kanssa teknistä yhteistyötä koskevan puitesopimuksen, jonka tarkoituksena on energiatehokkaan sähkön- ja lämmöntuotannon kehittäminen Venäjällä. Yhteistyösopimus kattaa muun muassa voimalaitosten ja lämpöverkostojen käytön, kunnossapidon sekä tehonkorotukset. Huhtikuussa valmistui esiselvitys älykkään sähköverkon asentamisesta Tukholman Norra Djurgårdsstadeniin. Yhteishankkeessa on mukana 13 yhteistyökumppania mukaan luettuna rahoittajina toimivat Ruotsin energiavirasto ja Vinnova. Esiselvityksen mukaan älykkäät verkot mahdollistavat muun muassa pienimuotoisen paikallisen energiantuotannon ja energiatehokkaat ratkaisut kotitalouksille. Projekti etenee nyt käyttöönoton ja testien suunnittelulla. Fortum ja Metso ovat yhteisessä projektissa kehittäneet voimalaitosten hiilidioksidipäästöjen vähentämiseen tähtäävää happipolttoteknologiaa. Pilottiohjelmassa käytettiin tiettävästi maailman suurinta kiertoleijuteknologiaan perustuvaa happipolttoprosessia. Kiertoleijukattilat soveltuvat useiden eri polttoaineiden, kuten hiilen, biomassan ja erilaisten polttoainesekoitusten käyttöön. Fortumin ja Metson lisäksi projektin rahoitusta tuki Teknologian kehittämiskeskus TEKES. Konserni raportoi tutkimus- ja kehitysmenoistaan vuosittain. Vuonna 2010 Fortumin tutkimus- ja kehitysmenot olivat 30 miljoonaa euroa (2009: 30 miljoonaa) eli 0,5 % liikevaihdosta (2009: 0,5 %) ja 0,8 % kaikista kuluista (2009: 0,9 %). Kestävä kehitys Fortum pyrkii huomioimaan liiketoiminnassaan tasapainoisesti taloudellisen, sosiaalisen ja ympäristövastuun. Yhtiö on määrittänyt konserni- ja divisioonatasolla toimintaansa ohjaavat kestävän kehityksen tavoitteet sekä keskeiset mittarit tavoitteiden seurantaan. Ilmastonmuutoksen hillitseminen ja hiilidioksidipäästöjen vähentäminen ovat tärkeitä energia-alaan ja sähkön- ja lämmöntuotannon kehittämiseen vaikuttavia tavoitteita. Keskeisiä ovat myös ympäristötavoitteet sekä työterveys- ja turvallisuustavoitteet. Fortum on ollut listattuna Dow Jonesin maailmanlaajuisessa kestävän kehityksen indeksissä kahdeksana peräkkäisenä vuotena. Yhtiön tavoitteena on tulla nimetyksi sekä maailmanlaajuiseen Dow Jones Sustainability World -indeksiin että eurooppalaiseen Dow Jones Sustainability Europe -indeksiin. Huhtikuussa 2011 luokitteluyritys oekom nosti Fortumin vastuullisten investointikohteiden Prime -luokkaan Corporate Rating -arvioinnissaan. Fortum on nyt oikeutettu käyttämään Prime-tunnusta merkkinä yhtiön hyvästä suoriutumisesta sosiaalisen vastuun ja ympäristövastuun alueilla. Oekom Research AG on yksi maailman johtavista luokitusyrityksistä. Taloudellinen vastuu Taloudellisessa vastuussa keskeisiä tekijöitä ovat kilpailukyky, taloudellinen menestys ja markkinaehtoinen tuotanto. Tavoitteena on luoda pitkällä aikavälillä taloudellista hyvinvointia, kannattavaa kasvua ja lisäarvoa osakkeenomistajille, asiakkaille, työntekijöille, tavarantoimittajille ja muille avainsidosryhmille yhtiön toiminta-alueilla. Fortumin tavoitteena on menestyä taloudellisesti erinomaisesti strategisesti valituilla keskeisillä alueilla vahvan osaamisen ja vastuullisten toimintatapojen kautta. Fortum mittaa taloudellista menestystään tunnusluvuilla, joita ovat sijoitetun pääoman tuotto (tavoite 12 %), oman pääoman tuotto (tavoite 14 %) ja pääomarakenne (tavoite nettovelka / käyttökate eli EBITDA noin 3). Lisäksi Fortum käyttää GRI:n (Global Reporting Initiative) indikaattoreita soveltuvin osin taloudellisesta vastuusta raportoimiseen. 18 (49)
Ympäristövastuu Fortumin konsernitason ilmasto- ja ympäristötavoitteet liittyvät hiilidioksidipäästöihin, energiatehokkuuteen ja ympäristösertifikaatteihin. Lisäksi divisioonat ovat määrittäneet ympäristötavoitteet omalle toiminnalleen. Ympäristötavoitteiden saavuttamista seurataan kuukausi-, neljännesvuosi- ja vuosiraportoinnin avulla. Fortumin ilmastotavoitteet seuraaville viidelle vuodelle ovat: sähköntuotannon hiilidioksidin ominaispäästöt EU:n alueella alle 80 grammaa kilowattitunnilta (g/kwh) ja kokonaisenergiantuotannon (sähkö ja lämpö) hiilidioksidin ominaispäästöt alle 200 g/kwh kattaen kaikki toimintamaat. Molemmat tavoitteet on laskettu viiden vuoden keskiarvona. Kesäkuun 2011 lopussa sähköntuotannon hiilidioksidin ominaispäästöjen viiden vuoden keskiarvo oli EU:n alueella 73 g/kwh ja kokonaisenergiatuotannon hiilidioksidin ominaispäästöt 170 g/kwh. Molemmat olivat tavoitetason alapuolella. Fortumin kokonaishiilidioksidipäästöt vuoden 2011 toisella neljänneksellä olivat 4,6 (4,5) miljoonaa tonnia (Mt), josta 1,5 (1,7) Mt oli Euroopan päästökauppajärjestelmän (ETS) alaisia päästöjä. Vuoden 2011 ensimmäisen puoliskon aikana noin 58 % (66 %) Fortumin sähköntuotannosta oli hiilidioksidipäästötöntä. Fortumin tuotannosta EU-maissa 79 % (86 %) oli hiilidioksidipäästötöntä. Hiilidioksidipäästöttömän sähkön osuuden lasku johtuu pääasiassa hiililauhdevoiman eli Inkoon ja Meri-Porin lauhdevoimalaitosten käytön lisäämisestä kuivan sään seurauksena sekä Venäjän toimintojen suhteellisesta kasvusta tuotantorakenteessa. Polttoaineen käytön tehokkuus viiden vuoden keskiarvona oli 68,9 %, kun tavoite oli >70 %. Tammi kesäkuussa yhteensä 98 % kaikista toiminnoista EU:n alueella oli ISO 14001 -ympäristösertifioituja. Fortumin II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM kokonaishiilidioksidipäästöt (miljoonaa tonnia, Mt) Kokonaispäästöt 4,6 4,5 14,0 13,7 25,3 25,7 Päästökauppajärjestelmän alaiset päästöt 1,5 1,7 5,7 5,7 9,7 9,7 Myönnetyt päästöoikeudet - - - - 5,6 - Päästöt Venäjällä 2,8 2,7 7,6 7,6 14,6 14,6 Fortumin sähköntuotannon II/11 II/10 I-II/2011 I-II/2010 2010 LTM hiilidioksidiominaispäästöt (g/kwh) Kokonaispäästöt 178 154 222 178 189 211 Päästöt EU:ssa 75 46 133 81 84 110 Päästöt Venäjällä 460 539 469 496 532 513 Sosiaalinen vastuu Sosiaalisen vastuun alueella Fortumin tärkeimpänä tavoitteena on toimia hyvänä yrityskansalaisena sekä varmistaa turvalliset työolot kaikissa Fortumin toimipaikoissa työskenteleville työntekijöille ja urakoitsijoille. ISO 14001 -sertifioinnin lisäksi tavoitteena on OHSAS 18001 -sertifiointi kaikille operatiivisten toimintojen johtamisjärjestelmille. Tammi kesäkuussa omien työntekijöiden poissaoloon johtaneiden tapaturmien taajuus (LWIF) parani ja oli hyvällä tasolla, 2,3 (2,4). Fortumin turvallisuustavoite LWIF:ksi on vähemmän kuin 1 miljoonaa työtuntia kohti omalle henkilöstölle. Tämä kuvastaa konsernin nollatoleranssia tapaturmille. 19 (49)
Näkymät Avaintekijät ja riskit Maailmantalouden kasvava epävarmuus ja epävakaa taloustilanne Euroopassa heikentävät talouskasvun ja elpymisen näkymiä. Fortumin tuloksen kannalta tärkein tekijä on sähkön tukkuhinta. Tukkuhinnan kehityksen avaintekijöitä ovat tarjonnan ja kysynnän tasapaino, polttoaineiden ja päästöoikeuksien hinnat sekä vesitilanne. Lisäksi Ruotsin kruunun ja Venäjän ruplan vaihtokurssit vaikuttavat Fortumin tulokseen. Valuuttakurssien vaihtelusta aiheutuvat muuntovaikutukset taseessa kirjataan Fortumin omaan pääomaan. Fortumin taloudellinen tulos on alttiina useille strategisille, taloudellisille ja operatiivisille riskeille. Lisätietoja Fortumin riskeistä ja riskienhallinnasta on esitetty Fortumin toimintakertomuksessa sekä konsernin tilinpäätöksessä vuodelta 2010. Pohjoismaiset markkinat Fortum odottaa tällä hetkellä pohjoismaisen sähkönkysynnän palautuvan vuoden 2008 tasolle 2012 2014 mennessä. Sähkön osuus energian kokonaiskulutuksesta jatkaa kasvuaan. Lämpötilakorjattu sähkönkulutus on vuositasolla Pohjoismaissa edelleen noin 4 % (16 TWh) alhaisempi kuin vuonna 2008. Vuoden 2011 toisella neljänneksellä öljyn, hiilen ja maakaasun hinnat laskivat joitakin prosentteja. Euroopan taloudellisesta epävarmuudesta ja EU:n energiatehokkuutta koskevista esityksistä johtuen hiilidioksidin päästöoikeuksien hinnat laskivat kuitenkin yli 20 % neljänneksen lopussa. Saksassa termiinihinnat laskivat neljänneksen lopussa 5 % pienentyneiden hiilidioksidikustannusten seurauksena. Termiinihinnat laskivat myös Pohjoismaissa noin 5 % laskeneiden hiilidioksidikustannusten ja parantuneiden vesivarastojen ansiosta. Heinäkuun puolivälissä 2011 sähkön termiinihinta Nord Poolissa loppuvuodelle 2011 oli noin 49 euroa/mwh. Sähkön termiinihinta vuodelle 2012 oli noin 47 euroa/mwh ja vuodelle 2013 noin 47 euroa/mwh. Saksassa sähkön termiinihinta loppuvuodelle oli noin 59 euroa/mwh ja vuodelle 2012 57 euroa/mwh. Samaan aikaan hiilen (ICE Rotterdam) termiinihinta loppuvuodelle 2011 puolestaan oli noin 125 Yhdysvaltain dollaria tonnilta ja hiilidioksidipäästöoikeuksien markkinahinta vuodelle 2011 noin 12 euroa hiilidioksiditonnia kohti. Heinäkuun puolivälissä 2011 Pohjoismaiden vesivarannot olivat noin 2 TWh keskimääräistä pienemmät sekä 14 TWh yli vuoden 2010 vastaavan tason. Venäjä Venäjällä sähkön tukkumarkkina on vapautettu vuoden 2011 alusta lähtien. Kaikki sähköntuotantoyhtiöt myyvät edelleen kotitalouksien kulutusta vastaavan osan sähköntuotannostaan ja kapasiteetistaan säännellyillä hinnoilla. Venäjän hallitus hyväksyi vuoden 2011 alusta uudet kapasiteettimarkkinoita koskevat säännöt. Vuoden 2007 jälkeen investointivelvoitesopimusten (CSA uusi kapasiteetti ) perusteella rakennetulle tuotantokapasiteetille maksetaan takuuhintaa 10 vuoden ajan. Takuuhinnat on määritelty riittävän investointituoton varmistamiseksi. Kapasiteettimaksut hallituksen investointivelvoitesopimuksiin kuulumattomalle kapasiteetille määräytyvät huutokaupalla (CCS vanha kapasiteetti ). Joulukuussa 2010 pidettiin ensimmäinen uusien sääntöjen mukainen kapasiteettimarkkinoiden huutokauppa vanhalle kapasiteetille. Uusien sääntöjen mukaan vanhalle kapasiteetille huutokaupassa määräytyvät kapasiteettimaksut perustuvat kulloinkin käytettävissä olevaan kapasiteettiin eivätkä laitoksen nimellistehoon. Tämä vähentää vanhan kapasiteetin kapasiteettimaksuja CHP-laitosten osalta erityisesti kesän aikana. Alkuperäinen suunnitelma järjestää vuoden 2011 viimeisellä 20 (49)